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EMPUJES SIMULTANEOS DE GAS 1. Introducción La etapa de producción es aquella que se lleva a cabo una vez que se ha terminado el proceso de perforación del pozo. Dependiendo de la energía del yacimiento, es decir, aquella energía necesaria para que los hidrocarburos sean expulsados desde el yacimiento hacia el pozo productor él mismo puede ser puesto en funcionamiento por flujo natural. Para entender el comportamiento de los yacimientos y predecir su futuro es necesario tener el conocimiento de los mecanismos de producción o de

desplazamiento que

dominan el comportamiento de los fluidos del yacimiento. El funcionamiento general del yacimiento es determinado por la energía natural y de los mecanismos de empuje que proveen de la energía natural necesarias para la recuperación de hidrocarburos. 

Empuje por expansión de la roca y los líquidos.



Empuje por gas disuelto liberado.



Empuje por casquete de gas.



Empuje hidráulico.



Empuje por segregación gravitacional.



Empuje combinado.

Cada mecanismo de desplazamiento, de empuje o de producción está conformado por una serie de empujes que dependerán del tipo de yacimiento, el nivel de presión que se tenga en el mismo y de los hidrocarburos existentes. Aquí mostraremos los diversos mecanismos de desplazamientos de los fluidos en los yacimientos, así como sus características principales, su proceso y los factores que en ellos intervienen. 2. Objetivos 2.1 Objetivo general Explicar cuál de los mecanismos es el más eficiente para una recuperación secundaria de los hidrocarburos que se tiene en el subsuelo.

2.2 Objetivos específicos 

Desarrollar cada mecanismo de producción.



Realizar una comparación con cada uno de ellos.

3. Justificación

4. Marco Teórico Los mecanismos de producción o de desplazamiento son aquellos que aportan la energía necesaria para que los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan o se desplacen hacia donde se encuentra una presión menor a la presión del medio del cual se trasladaran hasta la superficie. Dichos mecanismos se ven influenciados por la presión del pozo, dependiendo si esta está por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Cuando el yacimiento produce de una forma natural sin necesidad de aplicarle algún tipo de mecanismo de recuperación, se dice que producimos el yacimiento por recuperación primaria, cuando el yacimiento produce por la inyección de otros fluidos con la intención de ejercer movilidad al petróleo en el yacimiento se dice que estamos produciendo con método de recuperación secundaria, y si alteramos la propiedades físicas y químicas del hidrocarburo se dice que es una recuperación terciaria. 4.1 Procesos de desplazamiento La recuperación de este aceite se obtiene mediante un proceso de desplazamiento. El gradiente de presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos, pero ese movimiento se verifica solamente si otro material llena el espacio desocupado por el aceite y mantiene, en dicho espacio, la presión requerida para continuar el movimiento de los fluidos. En cierto modo el aceite no fluye del yacimiento, sino que es expulsado mediante un proceso de desplazamiento, siendo los principales agentes desplazantes el gas y el agua. 4.1.1 Empuje por expansión de la roca y los fluidos La compresibilidad de cualquier material (solido, liquido o gaseoso) para un intervalo de presión dado y a una temperatura dad se define como el cambio de volumen, por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurra sobre el material sujeto a estudio

C=Donde: C = Compresibilidad para un rango de presión P1 a P2 (vol. / vol.lpc) dV = Diferencial de Volumen V = Volumen a la presión inicial dP = Diferencial de Presión Es un mecanismo de expulsión de hidrocarburos. Al iniciarse la producción de un yacimiento y cuando ocurre una disminución de presión en el yacimiento la roca porosa donde se encuentra el fluido puede ser modificada físicamente por medio de los esfuerzos de presión que se ejercen sobre esta, al disminuir la presión la roca va a tender a expandirse, pero, tiende a expandirse hacia donde ella encuentre menos dificultad en sus poros. Estos poros podrían o no estar saturados de fluido, si lo están este efecto de reducción de porosidad por la compresión de la roca genera la expulsión del fluido que encuentra en estos espacios vacios hacia una zona donde tenga un menor diferencial de presión que será nuestro pozo. Ambos efectos van en la misma dirección, la cual es la de expulsar los fluidos del espacio poroso interconectado.

Figura 1. Compresibilidad de la roca Un petróleo crudo es subsaturado (bajo saturado) cuando tiene menos gas que el requerido para saturarlo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando es altamente subsaturado, mucha de la energía de yacimiento se almacena en la compresibilidad de la roca y de los fluidos y, como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que

se extra en los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces, el empuje por gas de solución se transforma en la fuente de desplazamiento de los fluidos.

Figura 2. Compresibilidad de los fluidos Este mecanismo de expulsión es especialmente importante en la producción de yacimientos bajo saturados sin empuje de agua y hasta que la presión baje a la del punto de burbuja. En este tipo de mecanismo de empuje se debe tener en consideración tres conceptos muy importantes, debido, a que son estos los factores que contribuyen el funcionamiento de este mecanismo: 

Compresibilidad de líquidos: para los líquidos que sonligeramente compresibles, y para otros líquidos más compresibles en que el cambio de presión no es muy grande se puede suponer una compresibilidad promedio que es constante para el intervalo de presión considerada. La fórmula es:

Co = -



Compresibilidad de gases: los gases son generalmente mas compresibles que los líquidos. Al igual que los líquidos que en el caso de los líquidos, el análisis se inicia con la ecuación general de compresibilidad. Sin embargo, para el caso de los gases es necesario introducir la Ley para Gases Reales, resultando:

Cg = -



Compresibilidad de la roca: la roca tanto como los fluidos, forma parte del sistema productor. Debe distinguirse entre la compresibilidad bruta de la roca y la compresibilidad del medio poroso interconectado, siendo la más importante debido a que en la producción de hidrocarburos la reducción del volumen ocurre a nivel del sistema poroso interconectado que es en donde ocurren los cambios de presión. Entonces la compresibilidad de la roca (Croca) se define:

C roca = -

Donde observa la cambio de volumen (

)causada por el incremento en la presión (

)

dividido entre el volumen bruto de la muestra (Vb). Pero dicho lo anterior sobre lo que ocurre a nivel del sistema poroso (ᶲ) resulta:

C roca-ᶲ =

Figura 3. Efecto de compresibilidad Ahora bien la compresibilidad total de sistema productor de hidrocarburos, usando el sistema más complejo de sistema productor de hidrocarburos, es el que está saturado por tres fluidos (gas, aceite y agua). Para definir la compresibilidad total del sistema, se tiene la compresibilidad de cada fluido y la compresibilidad de la roca con espacio poroso interconectado. El sistema fluido (gas, aceite y agua) tiene una compresibilidad efectiva que resulta de ponderar la compresibilidad de cada fluido por el volumen que ocupa y que en forma fraccional representa su saturación:

Ce(fluidos) = CoSo + CgSg + CwSw La compresibilidad de la roca causa cambios en el volumen poros o interconectado que se refleja en forma total, es decir: Si se tiene un cambio en la presión (

) y se

separa conceptualmente el cambio en la roca del cambio de los fluidos se tiene la reducción en el espacio poroso (Cfpor unidad de volumen poroso) y además la compresibilidad efectiva Ce correspondiente ahora al espacio poroso disponible (Vp2): Vp2 = Vp1 - Vp1 (1- Cf

)

Así se puede definir la compresibilidad total del sistema (Ct): Ct = Cf + CoSo + CgSg + CwSw La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos yacimientos que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactación incrementará la recuperación de petróleo, la compactación de la formación puede causar problemas tales como colapso al Casing (Tr) y reducir la productividad de los pozos debido a la educción de la permeabilidad.

4.1.2 Empuje por gas disuelto liberado Terminada la perforación, el pozo está listo para empezar a producir. Cuando un pozo es puesto en funcionamiento por energía propia o natural, se conoce como mecanismos de empuje primario. El mecanismo de producción más común en un yacimiento es por el empuje de gas en solución con el petróleo. En este caso la energía para transportar y producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el petróleo. Estas son las condiciones que se deben cumplir para que exista este tipo de empuje natural:



El yacimiento debe ser volumétrico, es decir que no exista presencia de casquete de gas inicial y que no esté relacionado a un acuífero.



La saturación del agua dentro del volumen poroso esta cerca del valor irreducible.



La presión del yacimiento es igual o mayor que la presión de burbujeo, es decir que se encuentre en una fase (líquida).

Figuara4. Imagen que muestra la liberación del gas disuelto en el aceite debido una caída de presión, también se aprecia la formación de la primera burbuja (centro), es decir el punto de burbuja. El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de temperatura y presión en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Esto se debe a que la cantidad de gas en solución aumentan a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir es mayor en gases de alta y petróleos de baja gravedad especifica, o sea petróleos de alta gravedad API. Cuando la presión disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y se desplaza el petróleo hacia los pozos productores.

Figura 5. Imagen que muestra el funcionamiento de un yacimiento que fluye a través del empuje por gas disuelto. En una primera estancia los sistemas de hidrocarburos que se encuentran en estado liquido a condiciones del yacimiento (presión y temperatura) tienen dentro de su composición una serie de hidrocarburos livianos que permanecen en solución en la fase líquida mientras que la presión del yacimiento sea elevada. Una vez cruzando el punto de burbujeo del sistema en cuestión, cualquier diminución adicional de presión permite que el gas salga en solución. Llevando este proceso a nivel de poros, un poro saturado de líquido a la presión del burbujeo y al cual se le reduce su presión liberal del gas que se encontraba en solución. Ahora este gas ocupaba el poro obligando a la fase liquida a desalojarlo ya en ambas no pueden coexistir en el mismo poro. Es así como, al salir gas de solución , el mismo obliga a la fase liquida a fluir al tener que desocupar el espacio que ocupara el gas. Obviamente al estarse liberando gas de solución necesariamente tiene que estar actuando la compresibilidad total del sistema. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinara rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante el periodo, todo el gas en solución permanece estático en forma de pequeñas burbujas aisladas. Durante este periodo el RGA disminuye ya que el gas disuelto en el aceite, liberado queda atrapado en el yacimiento.

Figura 6. Imagen que muestra las burbujas de gas aisladas formadas por efectos de una caída de presión, es decir cuando se llega a la presión del punto de burbujeo. Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causara que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente

evolución del gas libre en el yacimiento. Después que la saturación de gas excede a saturación critica, este se hace móvil. Una vez que el pozo empieza a fluir la RGA producida en superficie tiende a incrementar progresivamente hasta que la presión del yacimiento caiga súbitamente, cuando esto ocurra la RGA tomada en superficie disminuirá debido a las bajas presiones de producción.

Figura 7. Imagen que muestra como fluye el gas de solución en el yacimiento una vez que se logro superar la saturación critica del gas. Al fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas liberado fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente la RGA observada en el pozo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas altamente expandible.

Figura 8. La grafica que muestra el comportamiento de un yacimiento con empuje por gas disuelto, donde se ve la RGA o GOR, la presión y el caudal

Figura 9. Esta grafica muestra la tendencia de la RGA durante la vida del yacimiento con empuje ge gas disuelto en el aceite. La RGA es contante a condiciones del yacimiento (1,2) luego disminuye en poco (3) debido a la liberación del gas luego tienen a incrementar (4) y por ultimo declina debido al agotamiento de la presión (5,6). La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de la roca y del petróleo, y de la estructura geológica del yacimiento. En general, los recobros que se logran en el yacimiento son bajos, en el orden de 10% a 30%, debido a que el gas en el yacimiento es mas móvil que la fase de petróleo. A medida que la presión declina, el gas fluye a un tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota por el incremento de la RGA del campo. Los yacimientos con empuje por gas en solución son, usualmente, buenos candidatos para la inyección de agua, debido a que la presión del reservorio disminuye.

Figura 10. Grafica que muestra la eficiencia de distintos tipos mecanismos de empuje con respecto a la presión. Existe una ecuación desarrollada por Arps para estimar la eficiencia de la recuperación para reservorios que se encuentran con una presión igual la presión del punto de burbuja y declinan hasta la presión de abandono: %RE = 41.815

)0.1611

0.0979

Sw0.3722

0.1741

Donde: 

%RE = eficiencia de recuperación, porcentaje.



ᶲ = porosidad, fracción.



Sw = saturación de agua connata, fracción.



Bob = FVF al punto de burbuja, bl/STB.



K = permeabilidad promedio de la formación, Darcy.



u = viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp.



Pb = presión al punto de burbuja, psig.



Pa = presión de abandono, psig.

Cabe mencionar que esta ecuación solo se aplica a los yacimientos que cuyo único mecanismo de empuje es el del gas disuelto en el aceite. Ahora los factores que propician a una alta recuperación:



Alta gravedad API.



Alta RGA.



Baja viscosidad.



Homogeneidad de la formación.

A continuación se muestra una tabla con las características más generales del empuje por gas disuelto ene l aceite:

Tabla 1. Características de los yacimientos por gas disuelto liberado. 4.1.3 Empuje por capa de gas Este mecanismo de empuje sucede en yacimientos de petróleo con poco o nulo empuje de agua, es decir, por lo general poseen u acuífero muy limitado. En este tipo de yacimiento la presión inicial se considera igual a la presión de burbuja, es decir, bajo las condiciones originales de presión y temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La presión y la temperatura, bajo condiciones normales, están relacionadas con la profundidad. A medida que pasa el tiempo, se va extrayendo crudo del yacimiento, esto ocasiona que la presión disminuya poco a poco y el volumen de la capa de gas se va expandiendo permitiendo el aporte de energía necesario para que ocurra el desplazamiento inmiscible de petróleo. Esta expansión trae como consecuencia que el nivel de contacto gas petróleo hace que los pozos ubicados en la parte estructural mas lata del yacimiento sean los primeros en producir gas de la capa. Esto se suele notar con el incremento de la relación gas - petróleo.

Figura 11. Empuje por casquete de gas. La eficiencia de recuperación del petróleo original está entre el 20 y 40 por ciento. Por lo general, este tipo de empuje ocurre cuando existe: 1. Baja viscosidad del petróleo. 2. Alta gravedad API del petróleo. 3. Alta permeabilidad de la formación. 4. Alto relieve estructural. 5. Caída moderada en la producción y presión del yacimiento. 6. Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas. 7. No hay producción de gua o es relativamente baja. 8. Relación gas – petróleo aumenta rápidamente en pozos altos estructuralmente. 9. Relación gas – petróleo constante durante la primera mitad de la producción, luego aumenta. 10. Factor de recobro moderado, por lo general 30 por ciento.

Figura 12. Yacimiento de petróleo. La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación numérica o por cálculos de balance de materiales. Los requerimientos básicos son que: a) La parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas. b) Exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el casquete de gas. La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras: 1. Existir inicialmente en el yacimiento como casquete. 2. Bajo ciertas condiciones, pueden formarse por la acumulación de gas liberado por el aceite al abatirse la presión del yacimiento a consecuencia de la segregación gravitacional. 3. La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su segregación.

Figura 13. Grafica del porcentaje de producción. La ventaja de este mecanismo consiste en que provoca, mediante una adecuada localización y terminación de los pozos, la obtención de producciones de aceite de la sección del yacimiento que no contiene gas libre, reteniéndose en la parte superior del yacimiento, el gas libre que se utiliza para desplazar el aceite como se muestra en la figura. Sin inyección de gas, el empuje por capa de gas tendrá lugar en virtud de la expansión gas del casquete, debido a la declinación de la presión, si el volumen del gas libre inicialmente presente n el yacimiento es grande, comparado con el volumen total original del aceite, y si nos e produce gas libre durante la explotación, la declinación de presión requerida para la invasión total de la zona de aceite por el casquete de gas será ligera y el comportamiento del yacimiento se aproximara al obtenido con inyección de gas. Si por otro lado el volumen de la capa de gas es relativamente pequeño, la presión del yacimiento declinara a mayor ritmo, permitiendo la liberación del gas disuelto y el desarrollo de una saturación de gas libre en la zona de aceite. Cuando la saturación de gas libre forme una fase continua, su exclusión de los pozos productores será posible y el mecanismo de desplazamiento se aproximara al empuje por gas disuelto. La recuperación en yacimientos con capa de gas varían normalmente del 20 al 40% del aceite contenido originalmente, pero si existen condicionales favorables de segregación se pueden obtener recuperaciones de hasta el 60% o más del aceite.

El mecanismo por el cual el aceite se recupera bajo este proceso se entiende fácilmente, considerando primero la naturaleza del desplazamiento cuando la presión del yacimiento se mantiene constante por inyección del gas, y analizando a continuación las diferencias que surgen cuando se permite la declinación de la presión en el yacimiento. Es obvio que si a presión del yacimiento se mantiene en su valor

original, el gas inyectado no tiene

acceso a la zona de aceite, excepto atrás o en el frente de avance del gas libre y por lo tanto, la parte inferior de la estructura conserva sus condiciones originales de saturación de aceite, hasta que se invade por el gas inyectado. La producción de aceite proviene de los pozos localizados en la zona de aceite, pero el aceite producido es remplazado por el que se mueve adelante del frente de gas. En esta forma el proceso obliga al aceite a moverse hacia la parte inferior del yacimiento.

Figura 14. Características de los yacimientos por capa de gas. 4.1.4 Empuje por agua Unos de los principales tipos de flujo natural es el empuje por agua, el cual es básicamente la fuerza para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento con el empuje de agua acumulada debajo de él. Para ello, se debe recordar que en sus condiciones originales la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos muestran un contacto con un cuerpo de agua (acuífero), comúnmente llamado capo.

Figura 15.yacimientos por empuje de agua. El mecanismo consiste en que el la expansión del agua desplaza a los hidrocarburos hacia los pozos que drenan al yacimiento, debido a que el agua acumulada a presión en el acuífero es capaz de expandirse y transmitir parte de esta energía al yacimiento, a lo largo y ancho de la interface agua – petróleo al reducirse la presión por la producción acumulada de líquidos. Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse e el yacimiento. El contacto agua – petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas. La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala a cañonea muy por encima del contacto agua – petróleo para evitar la producción agua muy tempranamente. A pesar de esto, llegara un momento en que en los pozos se mostrara un incremento de la producción de agua. La verificación de este acontecimiento puede indicar que el contacto agua – petróleo ya está a nivel de la perforaciones o que en ciertos pozos se está produciendo un cono de agua que impide el flujo del petróleo hacia el pozo. Algunas características del empuje por agua son: 

La presión en el yacimiento permanece alta.



La producción de agua inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.



El petróleo fluye hasta que la producción de agua es excesiva.



La recuperación esperada es del 10 al 70%.

Por último, el empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60% y quizás más del petróleo en sitio. Además, hay casos de acuíferos tan activos que rehabilitan y estabilizan la presión del yacimiento si tener que cerrar la producción. Esto ocurre cuando el caudal de agua que alimenta al acuífero es equivalente al volumen de todos los fluidos que se están produciendo en el yacimiento.

Tabla 2. Características de los yacimientos por empuje de agua. En este tipo de yacimiento no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial depresión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al yacimiento de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. 4.1.5 Empuje por segregación gravitacional La segregación gravitacional o drene por gravedad, puede clasificarse como un mecanismo de empuje; sin embargo, se considera más bien como una modificación de los

demás. La segregación gravitacional es la tendencia del aceite, gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. El drene por gravedad puede participar activamente en la recuperación del aceite. Por ejemplo, en un yacimiento bajo condiciones favorables de segregación, gran parte delgas liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de ser arrastrado hacia los pozos por la fuerza de presión, contribuyendo así a la formación o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la eficiencia total del desplazamiento. Las condiciones propicias para que los yacimientos presenten segregación de sus fluidos son: que posean los espesores considerables, alta permeabilidad y que los gradientes de presión no gobiernen totalmente el movimiento de los fluidos.

Figura 16. Distribución inicial de los fluidos en un yacimiento de hidrocarburos. La recuperación en yacimientos donde existe segregación de gas y / o agua, es sensible al ritmo de producción. Mientras menores sean los gastos, menores será los gradientes de presión y mayor la segregación. Si se establece en un yacimiento contra flujo de aceite y gas, se desarrolla una capa de gas y la relación gas – aceite producida mostrara una disminución, en la figura 17 se presenta diagramáticamente el efecto que se produce, en un yacimiento con y sin segregación, sobre su recuperación y su relación gas – aceite producida.

Figura 17. Efecto de la segregación gravitacional en la recuperación total y en la relación gas – aceite instantánea. La observación de la figura 18 permite analizar, en forma cualitativa, las trayectorias de las burbujas de gas liberado en un yacimiento, así como las fuerzas que actúan sobre las mismas. Dichas fuerzas son: 

El peso de la burbuja de gas.



El empuje debido a la diferencia de densidades entre el gas y el aceite.



La fuerza debida al gradiente de presión.

El gradiente de presión es menor entre mayor es la distancia al pozo productor. Así una burbuja como la mostrada en (1), cuyo (* existen también las fuerzas viscosas, que se oponen al movimiento del elemento gaseoso considerado.), diagrama del cuerpo libre se presenta en la figura 18a, tendrá a ascender, pero su movimiento predominante será hacia el pozo; sin embargo en una burbuja como la indicada en (4), cuyo diagrama del cuerpo libre se presenta en la figura 18b, la resultante de las fuerzas, tendera a incorporar al casquete, en vez de desplazarse hacia el pozo.

Figura 18. Representación de las fuerzas que actúan sobre una burbuja de gas en un yacimiento. 4.1.6 Combinación de empujes La mayoría de los yacimientos quedan sometidos durante su explotación a más de uno de los mecanismos de desplazamiento explicados. Y en el yacimiento actúan dos o más mecanismos en forma simultánea o secuencial. Por ejemplo: un yacimiento grande puede comportarse inicialmente como productor por empuje de gas disuelto. Después de un corto periodo de producción, la capa de gas asociada actúa efectivamente y contribuye substancialmente a desplazar aceite. Posteriormente, luego de una extensa extracción, la presión del yacimiento caerá lo suficiente como para establecer la entrada de agua del acuífero, de modo que el empuje por agua se presentará como parte importante del mecanismo de desplazamiento. 5. Observaciones 6. Conclusiones Hemos visto que la recuperación del aceite se obtiene mediante un mecanismo de desplazamiento y nos pudimos dar cuenta que el aceite no fluye del yacimiento sino que es expulsado mediante cualquiera de los mecanismos de desplazamiento que antes hemos mencionado. Al tomar en cuenta la eficacia de la recuperación de cada uno de los mecanismos de empuje, vistos en la figura 10, llegamos a la conclusión de que el

mecanismo de empuje por agua es el más eficiente, debido a quelas recuperaciones de hidrocarburo con respecto al tiempo y a las presiones, son las más apropiadas para una larga vida productiva de yacimiento. 7. Bibliografía 

Mecanismos de desplazamientos de la universidad politécnica del Golfo de México.



Ingeniería aplicada de yacimientos petrolíferos de B.C. Craft y M.F. Hawkins, Jr.